高含水油藏整体注采耦合参数优化方法

邹桂丽，袁成武，李祥珠，彭倩

（江苏油田分公司采油二厂，江苏金湖211600）

高含水油藏整体注采耦合参数优化方法

邹桂丽，袁成武，李祥珠，彭倩

（江苏油田分公司采油二厂，江苏金湖211600）

以江苏油田铜庄断块地质和目前开发特征为基础，构建了铜庄断块精细地质模型，并进行了精细的油藏数值历史拟合。在动静态模型拟合的基础上，得到了铜庄断块各层的流场强度场，结合生产动态，明确了优势通道区域分布。根据铜庄优势剩余油分布主要处于井网边部的边界区域，上套层系采取了整体注采耦合的方法来进行平面调驱，同时进行在不同的流场强度区域，进行液量分区调整，高流场强度区域降低液量，低流场强度区域提升液量。

铜庄断块；高含水；流场；注采耦合

铜庄断块为安乐油田主力产油断块之一，是受铜Ⅰ断层和天60断层共同夹持形成的含油断块，含油层系为下第三系阜宁组E1f22、E1f23，探明含油面积0.7 km2，地质储量149×104t。综合含水80%以上，可采储量采出程度大于75%，总体上已处于高含水、高采出开发阶段，现阶段油水关系分布复杂，常规措施挖潜余地越来越小，稳产难度较大。随着油藏开发的深入，油藏矛盾逐步凸显，具体表现如下：（1）水驱方向性强，平面上注入水沿优势通道水窜。注入水低效、无效循环严重，存水率低，地层压力水平低；（2）非主力层动用难，前期治理挖潜结果表明动态情况与储层潜力认识不一致；（3）部分层动态停注、高含水井停采，井网失控严重，导致油藏水驱动用程度偏低。上套层系水驱动用程度42.5%；下套层系水驱动用程度52.2%。

笔者拟基于铜庄断块实际模型，深入阐明剩余油分布与流场的关系，以此为依据对区块流场进行重新调整，通过调整注采系统来改变长期形成的固定液流方向，提高波及体积，最终达到改善水驱效果的目的[1]。

1 油藏模型与历史拟合

铜庄断块主要含油层系E1f22地质储量22×104t，E1f23地质储量127×104t，其中E1f23又可划分为上套层系和下套层系，分别包括1/2/3/4四个小层，下套层系包括5/6/7三个小层，根据工区所有井的各层位的孔渗数据，进行了三维地质建模。平面上采用15 m×15 m的网格，纵向上分为灰岩层系、上套层系和下套层系，灰岩层系在纵向上分为1个小层，上套层系在纵向上分为4个小层，下套层系纵向上分为3个小层。通过储量拟合，E1f22储量22.01×104m3,E1f23地质储量127.06×104m3，误差不超过0.05%（见图1）。

图1 铜庄断块油藏地质模型（左为孔隙度栅状图，右为饱和度分布图）Fig.1 Faulted-block reservoir geological model of Tongzhuang（Left：porosity，Right：saturation）

油藏数值模拟开始模拟时间是1995年11月，截止时间是2016年7月。模拟生产历史一共20年零8个月，每一个月作为一个报告生成时间步，计算时间步按实际生产射孔时间开始，共输出模拟结果时间步248个。在油藏历史拟合中，分析受效、调整参数。根据模型中油井来水方向、含水率高低，可适当对相应网格传导率大小、渗透率进行调整。例如安38井，该井投产即见水，且邻近在对应的层位仅安26井在注水，故其水源应为安26井的注入水。所以这里将注水井与油井之间的渗透率调低，获得了不错的效果（见图2）。

图2 安38井含水率拟合曲线（左为调整前，右为调整后）Fig.2 Water cut match curve of A38 well（Left：before adjust，Right：after adjust）

结合连通关系，模拟优势通道，可结合井之间的连通关系，注水时间和生产井含水突变时间推测优势通道形成时间，通过调整不同时间的网格传导率系数来实现拟合。安12井原始在2004年3月含水率偏低，通过前期连通性分析得知，该井与安26井连通，且含水率突然变高的时间也与安26井的注水量变化时间相对应，故推测两井之间形成了优势通道，所以在对应的时间修改了网格传导率系数，得到了不错的拟合效果（见图3）。

图3 安12井含水率拟合曲线（左为调整前，右为调整后）Fig.3 Water cut match curve of A12 well（Left：before adjust，Right：after adjust）

2 流场强度与优势通道

2.1 流场强度分析

根据油藏数值模拟结果，将对油藏的流场影响较显著的参数进行筛选，静态指标参数选取了孔隙度和渗透率，动态指标选取了过水倍数、产水率和流体流速，根据层次分析法，确定了不同影响因素的权重参数[2，3]。静态流场强度的分布，用FJ来表示：

通过层次分析法可以得到过水倍数、流体流速、含水率的权重向量为：ωd＝（0.163 4，0.297，0.539 6）T

图4 铜庄断块上套层系不同小层流场强度Fig.4 Flow intensity of different layers in Tongzhuang faulted-block reservoir

将前面计算的静态流场强度与动态流场强度分别乘以其权值，再相加得到油藏综合流场强度分布。

则综合流场强度为：

根据铜庄断块实际油藏的流体参数（水黏度、油黏度、束缚水饱和度）、相渗参数、地质参数和生产动态参数，计算了各个小层的流场强度。

其中关键指标参数，每个网格的过水倍数：

从四个小层的流场强度看（见图4），流场强度大的位置主要分布在断块的中部区域。边部受限于井网的影响，流场强度较弱，高强度区呈现集中式分布，结合剩余油分布情况发现高强度流场区剩余油分布较弱，流场强度与剩余油分布呈现反相关的关系。研究中根据流场与剩余油丰度的分布，将流场强度区域划分为四个区域[5-7]，流场界限值为0.05、0.10和0.15，对应一级、二级、三级和四级流场强度（见图5）。

图5 流场强度与优势剩余油储量关系Fig.5 The relationship between flow intensity and residual oil reserves

2.2 优势剩余油与流场强度关系

一般剩余油丰度主要用剩余油的量来表示，而优势剩余油丰度考虑了不同饱和度下油相的流动能力[4]：

Ωo3="100AhΦρo"/"Bo"

其中：A="Kroμw"/"Krwμo"/"So"

研究中针对各个小层的饱和度分布情况和该区块的相渗，分析得到了油水两相相对渗透率的比值与含油饱和度的关系：lg"Kro"/"Krw"=-12.477Sw+6.812 7。根据饱和度场和相渗关系，得到优势剩余油丰度场，发现优势剩余油丰度与流场强度呈现显著的反相关关系（见图6）。

图6 流场强度与优势剩余油储量和饱和度关系Fig.6 The relationship between flow intensity and residual oil reserves and saturation

优势潜力丰度一般在饱和度0.55以上，0.6以上优势潜力快速增加；剩余油饱和度大于0.5的高饱和度区域，剩余油具有相当的储量。剩余油饱和度超过0.5的分布比例不小于15%，具有优势调整潜力。

为了得到弱流场区域的优势剩余油分布，笔者抠取了三级和四级弱流场区域，可见在高含水开发状况下，井网控制区域动用程度较好，优势潜力丰度主要集中在铜庄断块北部的边界断层区域+断层夹角区域（见图7）。

3 整体注采耦合对策

通过铜庄断块剩余油分布和流场的研究发现，流场与剩余油分布密切相关，如何改变目前油藏的固定的流场分布，增加弱流场区域的流场强度可成为下一步提高采出程度的关键调整措施。注采耦合方法可通过耦合的注水阶段增加非优势流场区域的压力，在生产阶段非优势流场区域的高压释放会增加弱流场区域的流场，从而驱动非优势流场区域的剩余油，进而提高采出程度（见图8）。

针对工区流场强度集中分布在工区中部，而弱流场强度区域和剩余油集中区域主要分布断层和工区边部的特征，采取中心部位注水，外围采油井生产整体注采耦合的方法来进行调整，形成注水核区，扩展区和外围流场增加区。同时，根据流场强度的强弱，降低一级流场强度的液量，提升非一级流场强度的液量，保证整体油藏的液量保持不变（见图9）。

研究中共设计了三套方案：1、2、3、4小层同注同采，1、2小层注，3、4小层采；1、2小层采，3、4小层注，发现注采耦合后累积采油量最大（见图10），并且一级流场强度区降液1.28倍效果最好，相对弱流场强度区域降低至0.82倍效果最好。

图7 上套层系优势剩余油储量分布Fig.7 The remain residual oil reserves distribution of different layers

图8 注采耦合方法与增产机理Fig.8 Mechanism of injection-production coupling method

4 结论

（1）对于高含水油藏，基于流场和剩余油分布特征的整体注采耦合调整方法对于该种类型油藏提高采出程度是一种比较有效的调整方法。

（2）在整体注采耦合中，配注和配产量总体应保持基本稳定，在不同的流场强度区域要进行差异化的液量调配，高流场强度区域要降低液量，低流场强度区域提升液量，可取得较好的效果。

图9 不同小层流场强度下的注采井网Fig.9 Injection-production pattern of different flow intensity

图10 不同注采方式下的累产油和含水率Fig.10 Cumulative oil and water cut of different development methods

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Optimization method for coupling injection production in high water cut reservoir

ZOU Guili，YUAN Chengwu，LI Xiangzhu，PENG Qian
（Oil Production Plant 2 of Jiangsu Oilfield Branch，Jinhu Jiangsu 211600，China）

Based on the geology and the present development characteristics,we built fine geological model of Tongzhuang,and carried on the fine reservoir numerical history matching.From the dynamic and static data,we got the flow field intensity and regional advantage channels.According to remaining oil distribution,take the whole injection-production coupling method for plane displacement,simultaneously in different regions of the intensity of flow field,carried on production liquid adjustments,high intensity of flow field area to reduce production liquids,low area improve production liquids.

Tongzhuang fault block；high water cut；flow field；injection production coupling

TE348

A

1673-5285（2017）06-0028-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.007

2017－05-03

江苏油田分公司应用研究项目，项目编号：JS16019。

邹桂丽，女（1973-），高级工程师，1997年毕业于西南石油学院，长期从事油气田开发方面的技术工作，邮箱：zougl.jsyt@sinopec.com。